W obliczu rosnących napięć geopolitycznych oraz konieczności uniezależnienia się od paliw importowanych rośnie zainteresowanie rozwiązaniami wykorzystującymi lokalne zasoby. Do takich należą biogazownie i biometanownie, które poprzez przetwarzanie odpadów organicznych wytwarzają energię. Biogaz najczęściej spalany jest w silnikach kogeneracyjnych, produkując jednocześnie energię elektryczną oraz ciepło. Z kolei biometan, będący oczyszczoną formą biogazu o wysokiej zawartości metanu, może być wtłaczany bezpośrednio do sieci gazowej, częściowo zastępując gaz ziemny.
Obserwując obecnie trendy rynkowe, można zauważyć wyraźne różnice w podejściu inwestorów. Budową biogazowni zainteresowani są przede wszystkim indywidualni rolnicy, natomiast na biometanownie decydują się głównie więksi gracze, często planujący tworzenie całych portfeli projektów. Nasuwa się zatem pytanie, jakie przesłanki stoją za tymi decyzjami oraz co w rzeczywistości okazuje się bardziej opłacalne – biogaz czy biometan?
Kluczowym czynnikiem przy wyborze docelowego produktu są możliwości przyłączeniowe, które zależą od lokalizacji oraz charakterystyki dostępnej infrastruktury energetycznej. W przypadku przyłączenia do sieci elektroenergetycznej głównym ograniczeniem jest dostępność mocy przyłączeniowej.
Dla biogazowni rolniczych poniżej 0,5 MW produkujących energię elektryczną w wysokosprawnej kogeneracji obowiązuje cena na poziomie 1025 PLN/MWh oraz 941 PLN/MWh dla instalacji powyżej tej mocy
Często stanowi to podstawę odmowy wydania warunków przyłączenia lub skutkuje wprowadzeniem ograniczeń czasowych, określanych jako praca szczytowa. W przypadku dystrybucji gazu ograniczenia chłonności również występują, jednak rzadziej i dotyczą głównie sieci należących do PSG. W przypadku operatorów takich jak GAZ-SYSTEM są one praktycznie niespotykane. Istotną barierą pozostaje natomiast brak wystarczającej infrastruktury gazowej na obszarach wiejskich. W konsekwencji, w takich lokalizacjach produkcja biometanu często okazuje się niemożliwa, co automatycznie kieruje inwestora w stronę wytwarzania biogazu.
Poza samą dostępnością infrastruktury istotną rolę w decyzji inwestycyjnej odgrywają również koszty przyłączenia. Są one określane indywidualnie przez operatora po złożeniu wniosku o wydanie warunków przyłączenia i zależą przede wszystkim od długości niezbędnej infrastruktury przyłączeniowej.
KONGRES BIOGAZU 2026 – W GRUDNIU SPOTKAMY SIĘ W WARSZAWIE
Choć jednostkowy koszt budowy gazociągu średniego ciśnienia oraz sieci elektroenergetycznej SN to średnio ok. 300 zł/m, to ze względu na słabiej rozwiniętą infrastrukturę gazową oraz konieczność realizacji przyłączy na większe odległości – w większości przypadków przyłączenie biometanowni okazuje się droższe. Analizując strukturę CAPEX w projektach biometanowych, wskazać należy, że istotnym czynnikiem zwiększającym koszt budowy jest również konieczność zastosowania układów oczyszczania biogazu, najczęściej w technologii membranowej adsorpcyjnej (PSA). Wysoka cena wynika zarówno z zastosowania relatywnie zaawansowanych technologii, jak i konieczności korzystania z zagranicznych rozwiązań. W przeciwieństwie do szeroko dostępnych na polskim rynku silników kogeneracyjnych, instalacje do oczyszczania biogazu są w większości importowane, co zwiększa zarówno koszty dostawy, jak i późniejszego serwisowania.
Pomimo wyższych nakładów inwestycyjnych biometanownie bronią się poziomem przychodów. Analogicznie do biogazu, produkcja biometanu objęta jest systemem wsparcia FIP, przy czym obowiązują inne poziomy cen referencyjnych. Obecnie dla biogazowni rolniczych poniżej 0,5 MW produkujących energię elektryczną w wysokosprawnej kogeneracji obowiązuje cena na poziomie 1025 PLN/MWh oraz 941 PLN/MWh dla instalacji powyżej tej mocy. Z kolei cena referencyjna dla biometanu produkowanego z biogazu rolniczego wynosi 545 PLN/MWh dla instalacji do 1MW.
TAB. 1. PRZYJĘTE ZAŁOŻENIA DLA WSKAZANIA RÓŻNIC W NAKŁADACH INWESTYCYJNYCH I KOSZTACH OPERACYJNYCH
Chcąc porównać te wartości, należy uwzględnić różnice w sposobie wykorzystania energii. W praktyce przyjmuje się, że 1 MWh biometanu odpowiada około 2.5 MWh energii chemicznej biogazu, co wynika z istotnie wyższej sprawności procesu oczyszczania biogazu do biometanu (ok. 97-100%) w porównaniu do sprawności elektrycznej wysokosprawnej kogeneracji (ok. 38-40%). W konsekwencji, mnożąc cenę referencyjną dla biometanu przez współczynnik 2.5, otrzymujemy cenę odpowiadającą poziomowi wsparcia dla biometanu, przeliczoną na MWh energii elektrycznej, wynoszącą 1362,5 PLN/MWh. Cena referencyjna dla biometanu jest zarazem o 44,8% wyższa niż w przypadku biogazowni o tej samej mocy tj. 1 MW. Wysoki poziom wsparcia, gwarantowany ustawą przez 20 lat, sprawia zatem, że pomimo wyższego CAPEX-u biometanownie charakteryzują się wyższą opłacalnością.
Aby skorzystać jednak z systemu wsparcia, szczególną uwagę należy zwrócić na substraty stosowane w biometanowniach. Zgodnie z Ustawą z 27 listopada 2024 r. o zmianie ustawy o odnawialnych źródłach energii oraz niektórych innych ustaw – do produkcji należy wykorzystywać wyłącznie substraty wskazane w dyrektywie RED II. Skutki wyłączenia części substratów, w szczególności powszechnie stosowanej kiszonki z kukurydzy, zostały szczegółowo przedstawione przez Wojciecha Łukaszka oraz Marka Kurtykę na łamach ubiegłorocznego numeru Magazynu Biomasa1.
Cena referencyjna dla biometanu produkowanego z biogazu rolniczego wynosi 545 PLN/MWh dla instalacji do 1MW
Autorzy w swojej publikacji jasno wskazali, że przyjęte regulacje mogą prowadzić do pogorszenia konkurencyjności krajowego rynku oraz istotnie zahamować rozwój sektora biogazu i biometanu w Polsce. Dodatkowo zakaz stosowania kiszonki z kukurydzy oraz innych upraw spożywczych znacząco utrudnia prowadzenie instalacji. W praktyce kiszonka pełni często funkcję stabilizującą proces oraz rezerwową, pozwalając utrzymać ciągłość produkcji w sytuacjach ograniczonej dostępności innych surowców. W związku z tym nie powinno dochodzić do sytuacji, w których nawet niewielkie jej ilości są całkowicie wykluczone.
Oczywiście biorąc pod uwagę potencjał substratowy Polski oraz dostępność dużych ilości odpadów, oparcie instalacji wyłącznie na substratach odpadowych jest możliwe, jednak wymaga znacznie większego zaangażowania na etapie ich pozyskiwania. Zazwyczaj wiąże się to z koniecznością zatrudnienia właściwej osoby odpowiedzialnej za logistykę i kontraktację surowców, szczególnie w instalacjach o większych mocach, gdzie zapotrzebowanie na substraty jest bardzo wysokie. Dodatkowo należy podjąć działania w celu certyfikacji biometanu tak, aby spełniał on kryteria zrównoważonego rozwoju.
>>> KONGRES BIOGAZU 2026 – ZAREJESTRUJ SIĘ JUŻ DZISIAJ! <<<
Proces ten wymaga wdrożenia odpowiedniego systemu zarządzania, prowadzenia szczegółowej ewidencji oraz poddania się niezależnym audytom. Dla wielu rolników, dla których biogazownia ma stanowić jedynie uzupełnienie podstawowej działalności rolniczej, obowiązki związane z produkcją biometanu mogą okazać się zbyt czasochłonne. W efekcie nawet, pomimo potencjalnie wyższych przychodów, częściej decydują się oni na produkcję biogazu, tym bardziej, że znaczna część gospodarstw dysponuje użytkami rolnymi, które w jakimś stopniu mogłyby zostać przeznaczone pod uprawy energetyczne lub w przypadku niskich cen płodów rolnych wykorzystane do produkcji biogazu.
Podsumowując, wybór między produkcją biogazu a biometanu jest wypadkową wielu czynników – od uwarunkowań infrastrukturalnych, przez koszty inwestycyjne, aż po dostępność substratów i zdolność do spełnienia wymogów regulacyjnych. Choć projekty biometanowe oferują wyższy okres zwrotu, wiążą się również z większą złożonością prowadzenia. W praktyce oznacza to, że biogazownie pozostają rozwiązaniem bardziej dostępnym dla mniejszych inwestorów, natomiast biometan staje się domeną podmiotów dysponujących większym kapitałem i zapleczem operacyjnym.
POBIERZ BEZPŁATNIE NASZ RAPORT BIOGAZOWY 2026
– W NIM WIELE WAŻNYCH OPINII I ANALIZ!
Raport Biogaz i biometan w Polsce 2026
Wyślij link na adres email:
Tekst: mgr inż. Aleksandra Łukomska Uniwersytet Przyrodniczy w Poznaniu/Dynamic Biogas Energy
prof. dr hab. inż. Jacek Dach, Uniwersytet Przyrodniczy w Poznaniu
Ilustracja: M. Nowaczyk
Newsletter
Bądź na bieżąco z branżą OZE
